汽机运行

汽机运行（精选9篇）

汽机运行 篇1

0 引言

随着中国经济的飞速发展及社会主义现代化建设的逐步完善, 中国的火力发电行业迅猛发展, 它已经成为了社会电力供应的主要来源之一。众所周知, 汽机辅机是火力发电能够顺利进行的关键设施, 其运行水平直接关系到发电质量和数量, 因此如何对该设备进行优化就成为了火力发电厂关注的焦点。本文就结合汽机辅机的运行现状, 简单阐述一下如何对其进行优化, 从而提升火力发电的整体水平。

1 火力发电厂汽机辅机的概述

1.1 汽机辅机的组成部分

目前, 中国火力发电厂中的主要汽机辅机设备被分为三个种类, 即抽气设备、冷却设备及凝气设备。抽气设备有2种模式:射流式抽气机和容积式真空泵, 射流式抽气机又被称为射汽式抽气器, 其主要用作对高压室蒸汽进行辅助, 而且还要使用蒸汽的膨胀作用来抽取气体。容积式真空泵则分为2种:液环式和离心式。射汽式抽气器比容积式真空泵更加复杂, 而且操作性能非常差, 同时也会耗费大量金钱。

1.2 冷却设备的组成部分

火力发电厂的汽机辅机中有冷却系统, 在火力发电厂中有2种形式的供水系统:开式和闭式。在这两种形式的供水系统中, 开式属于直流供水系统, 而闭式则分为喷水池和冷却水池两种。在保持相同冷却条件的情况下, 因为横流塔塔高有很多优势, 能够让其在使用时更好地运行, 因此也可以节约一部分成本。但同时它也存在很多缺陷, 比如它在使用过程中需要很多的占地面积。

1.3 凝气设备的组成部分

最后是凝气设备。这种设备是由凝结水泵、抽水设备和凝气器组成的。凝气设备能够在回收了工质以后产生新欢机制, 而且还可以在真空环境下对凝结水、补给水进行除氧。此外还能够在汽机排气口制造真空状况, 从而提高汽机循环的热效率。在负荷情况发生变化以后, 排出的气体能够被回收回来。

2 辅机优化汽轮机组的重要意义

汽轮机组作为一个有机高效运行的设施, 当锅炉将煤或其它化学能物质进行加热后, 变为蒸汽, 汽轮机组中会由于喷嘴的出现而进入蒸汽, 并随之转化为机械能以推动汽轮机组开展工作。这个过程非常复杂, 必须要非常多的设备才能完成。为了能够使汽轮机组更好地运行, 必须通过一些指标来对运行情况进行观察。因为这些指标非常重要, 其与机组的安全运行具有很大关系[1]。在运行方面对汽轮机组开展优化, 有助于有效提升其指标数据, 并且保证汽轮机组能够平稳工作。

3 回热加热器优化对机组运行造成的影响

3.1 加热器故障对机组散热及回水部分的影响

机组在运行过程中, 其加热器设施予以投入的运行数量和设计时的数额是相同的, 一旦其中一个加热器出现故障, 机组就会对故障发生的机器进行自动关闭。当加热器的进水在其它支路中流动时, 其故障还会对机组设施的安全运行产生巨大影响, 甚至会造成参与能量转换的热能消失殆尽。这样一来, 整个机组的发电效率就会逐渐地降低, 它具体表现在如下几个部分:

a) 故障加热器被关闭。如果关闭的是高压加热器, 那么会使得停用抽气过多, 热转换降低。此外, 很多的抽气又再次返回汽轮机中, 增大其压力。与此同时, 还会造成水温降低, 使机组受温, 导致其运行受限。假使低压加热器出现问题, 抽至加热器内的蒸汽无法受热, 向凝汽器中排入的蒸汽量也会随之增大, 导致发电煤的耗损值增加;b) 加热器支路闭合不规范。一旦其闭合不严, 会导致蒸汽外漏, 从本质上而言浪费了发电热量, 造成损失;c) 疏水泵故障。加热器对汽侧水位有非常严格的要求, 不能过高也不能过低, 因为这会影响热能传导。不管是高于正常疏水位还是低于正常疏水位, 都可能会损坏机组。这些故障会对汽轮机组的运行造成非常大的影响, 甚至威胁到了发电厂的安全运行。因此, 需要对加热器进行科学合理的优化, 减少不必要的安全故障, 使经济效益得以提升。

3.2 加热器端差变化对汽轮机组造成的影响

在汽轮机内部, 抽汽压力有很多种不同的级别、类型, 由于其等级压力的差异, 汽轮机中的做功情况势必也有很大区别。压力越大, 其能级也会更高。回热系统在汽轮机中具有较低的抽气压力, 在通过了汽轮机的运行之后会逐渐地提高抽气压力。在这种背景下, 才能使抽汽的做功功率得以提升。下端差、上端差和抽汽压力的耗损值, 是通过回热系统对机组的影响水平体现出来的[2]。根据回热系统加热器一端的变化情况, 能够衡量出其运行是否具有安全性, 假使加热器的传热端提升, 那么水温则会发生与之相反的下降情况, 自身的加热器抽汽数量也会减少, 压高一级的加热器抽气量同时也会增加, 而下端差增加的影响却恰好相反。由此可以得出结论:要想回热加热器取得最优状态, 就需要使端差保持在一定范围内。端差范围产生变化有两个原因, 比如端差 (传热端差) 增加了, 那么就可能是传热面产生了结垢, 热阻力被提高。

4 火力发电厂汽机辅机优化运行

4.1 将给水泵的运行方式进行优化使其效能利用情况得到提升

将除氧箱中抽出的给水予以升压处理, 并使其进入锅炉中, 是给水泵最为重要的作用。目前, 给水泵的推动方法主要包括两种, 即电动机拖动和汽轮机拖动, 选择方法时必须根据实际情况进行分析。比如一个电厂第一次启动时必须使用汽轮机拖动。经过对气动泵和电动泵的比较, 我们可以看出, 气动泵在运行过程中, 其速度一定会保持在3 000 r/min, 只有这样才能保证水泵循环的流量。一旦负荷数值较低, 对气动泵就无法实现有效运用, 随之会出现蒸汽量浪费现象, 甚至引起电气经济效益下降。因此, 可以利用两种不同的拖动方式对其进行优化使用。假如低负荷运行时间过久。则可以只利用一台气动泵开展工作, 另外还要放置一台电动泵, 起到备用作用。

4.2 根据实际情况选择抽气设备

抽气设施的有效选择, 有助于使凝气器真空抽气机系统实现优化利用, 使汽轮机排出来的蒸汽凝结成水, 并使锅炉实现重新工作。凝汽器真空抽气系统内部非常复杂, 它是汽轮辅机中的主要部分, 它能够保证机组的稳定、安全运行。不管是设备在停机还是启动运行时, 机组都必须安置抽气设施, 并以此来保证凝汽器内处于真空情况。目前, 中国火力发电厂使用最为频繁的设施就是喷射式真空抽气机, 由于种类和作用的不同, 它可以分成两种。一种叫做射汽抽气器, 另外一种则是射水抽气器。两者存在很大差别, 射汽抽气器能够利用压力水来对真空进行抽取, 另外一种则采用压力蒸汽。除这两种, 还有一些电厂会采用水环真空泵, 它的优势非常多, 抽取真空的能力非常强, 而且启动时间非常短。在运行时, 它的消耗功率仅仅只有抽气器的30%左右[2]。此外, 它的汽水损失率也非常小。但是它有一定的缺点, 比如它的成本非常高、处理蒸汽的能力很低, 而且需要耗费大量的水资源等。所以, 对于一些水资源匮乏地区, 可以避免选择这种方法。

5 结语

为了促进电力事业的发展, 必须对火力发电厂的汽机辅助运行进行优化, 采用先进技术对设备进行改进, 以便提高其运行效率。只有这样才能为火力发电厂带来经济效益和社会效益, 并且进一步促进国家经济的发展。

参考文献

[1]许智宏.浅析火力发电厂中汽机辅机的优化运行[J].科技与企业, 2012 (22) :306.

[2]高阳, 黄俊.火力发电厂汽机辅机的优化运行[J].中国科技博览, 2011 (32) :586.

汽机运行 篇2

为了搞好汽机运行专业的日常点检工作,对各设备有一个总的点检指导原则,特制定本总则.回转机械共性的点检项目:

1.电动机部分

1.1 电动机检查其联轴器的联接情况牢固与否.1.2 电动机的联轴器防护罩是否齐全,其地脚固定牢固与否.1.3 电动机的电机风扇及其防护罩牢固与否.通风道无堵塞,通风清洁,无妨碍运转的物体.对于密闭风道的要检查密封性.1.4 电动机的地脚螺丝牢固与否.1.5 电动机的接地线是否符合规定,有无断股现象,对于大电机是否实行三接地,即: 接线盒、套管、电机本体同时接地.接地扁铁是否与接地网相连.1.6 电动机的接线盒固定情况,接头在外边有无裸漏现象.1.7 电动机本体及其接线有无异味和烧焦味.1.8 电动机本体、接线盒、轴承的温度是否符合要求.1.9 电动机本体、轴承的振动情况.电机的运转声音正常与否.1.10 电动机的事故按钮以及防护罩齐全,标志正确、醒目否.1.11 电动机露出的轴端护盖齐全与否.1.12 电动机轴承润滑油充足,油质良好.1.13 对于在电动机上设立的标示牌热机值班员不准移动.1.14 对于特殊场合的电动机,必须有防爆要求.1.15 直流润滑油泵的碳刷不冒火、拉弧.2.机械部分

2.1 机械部分的盘根、压兰冷却水、密封水是否适量;同时退水系统是否畅通.2.2机械部分的本体、盘根、压兰、轴承、轴承箱温度是否符合规定要求.2.3 机械部分的润滑油质、油位是否符合规定要求.2.4 机械部分的出、入口门,逆止门以及特殊需要的门开度合适,并且无泄漏现象.2.5 机械部分的本体无泄漏现象.2.6 机械部分的必要的就地检测仪表指示正常与否.2.7 机械部分的本体、轴承以及其他动静部分的运转声音是否正常,有无摩擦声或异音.3.各回转机械的双重编号、转向、测振点、管道的介质流向、铭牌参数、附属门的开关方向标志清晰、正确、醒目.4.带有强制油润滑、风冷却系统的回转机械,其冷却系统也必须按照规定的项目和要求进行检查.一般无专门油系统的轴承均为滚动轴承,有油系统的为滑动轴承.其轴承的允许温度值不同.5.各回转机械,尤其是电动机不得有水或油等之类的流体直接喷淋;更为重要是不能进入电动机内部.6.对于就地装有保护的回转机械,其测量和远传系统从外观检查其有无异常情况.7.对于给水泵要从油窗中观测油流情况;润滑油系统的油箱油位、油质良好;油位计无卡涩;冷油器滤网切换手柄位置合适.机体的膨胀情况.电动机的进、出口风温符合规定.回转机械的危险点控制 1.运行人员着装必须符合规定,不得有被回转机械绞卷的部分,同时也要防止被回转机械卷住.2.禁止在机器转动时,从靠背轮上取下防护罩或其他防护设.3.禁止在运行中的设备清扫、擦拭和润滑机器的旋转和移动的部分,以及把手伸入栅栏内.4.清拭运转中机器的固定部分时,不准把抹布缠在受上或手指上使用,只有在转动部分对人员无危险时,允许用长嘴油壶或油枪对轴承加油.5.禁止在靠背轮、安全罩上或运行中设备的轴承上行走和坐立.如有特殊需要,必须做好安全措施.6.备用设备在清扫卫生时要与主控打招呼.7.对回转设备的电动机进行温度检查时要手背触摸,不允许手心触摸.8.非特殊情况禁止拿开回转机械的事故按钮防护罩 10.捅事故按钮前一定要核对名称.11.捅事故按钮时间必须停留一分钟,防止主控强合开关再次启动,造成设备损坏的进一步扩大.操作完后要立即汇报班长.12.对于装有保护的回转机械,就地保护测点及门严禁乱动.阀门共性点检项目: 1.阀门的盘根、法兰、门杆、门体、连接焊口无泄漏和渗漏.2.阀门开度合适,开、关指示清晰、完整,阀门无内漏.门杆无裂纹.打保温的门保温要完整,门体温度符合要求.3.阀门牌齐全、完整、规范,无涂抹、烤焦、手写体、编号不全等现象.4.阀门手轮完整,无缺损,开关方向标志清晰、醒目.对于小口径门门杆与手轮连接处方孔合适,手轮套上无滑动现象.5.电动门、调整门

5.1 手、自动切换手柄齐全,无缺损.5.2 电动头无渗漏、连接螺丝无断裂现象.5.3 电动门、调整门电缆无损,接线盒完好,无异味和烧焦味.5.4 各调整门就地控制面板按钮无破损,指示灯亮灭正常.6.油系统阀门安装和选型符合规定要求.7.电磁阀

7.1电磁阀电缆无损,接线盒完好,无异味和烧焦味.7.2 电磁阀线圈无异味和烧焦味.7.3 电磁阀线圈盖子、螺丝、手动手柄齐全、完整.7.4 电磁阀的旁路节流孔板声音正常,有过水声音 8.水压逆止门

8.1 水压逆止门开、关指示完整,滚轮杆无歪斜、倾倒现象.8.2 行程开关完整,接线无松动,电缆无异味和烧焦味.8.3 水压逆止门套筒、保护水和退水管道无泄漏和渗漏.8.4 各水压逆止门保护水退水系统畅通.9.各逆止门灵活无卡涩,备用的逆止门无内漏.10.仪表的一、二次门及考克门无节流现象,仪表投用时各门保持全开位置.11.重要地方阀门的禁止操作牌或警示牌完整,不得擅自移动 阀门的危险点控制措施:

汽机运行 篇3

一、火力发电厂中汽机辅机现状

1. 火力发电中汽机辅机的优化方案尚未完善。

当今社会, 人们对电的需求在不断增加, 所以汽机辅机也应跟随这一变化发展做出一定的优化与调整。但是由于汽机辅机的复杂性, 导致优化调整方案很难达到预期的效果, 很多方案根本起不到任何优化的效果, 最终导致汽机辅机未能得到良好的优化。在汽机辅机应用于火力发电的过程中是需要逐步来完善的, 而汽机辅机的操作管理人员未能制定出更加完善的优化方案, 于是现在汽机辅机在实际运作中由于各种因素而不能正常运行。

2. 火力发电中汽机辅机中出现问题难度逐级递增。

当前经济发展迅速, 各类用电量急剧增加, 这对火力发电来讲无疑是一个巨大的挑战。而火力发电中的汽机辅机的压力也尤为突出, 目前出现的某些问题也严重地影响着发电的过程。汽机辅机的优化方案难以有效实施的因素有很多, 一个很主要的问题是有关部门对于这一项工程的投入资金未能达到需求, 资金不够就难以完成既定的目标, 所以严重影响着火力发电的正常运行。

二、回热加热器优化运行

1. 加热器故障对机组散热及回水部分的影响。

第一, 关闭故障加热器。如果在运行过程中关闭高压加热器就会使加热蒸汽过多, 从而导致的现象是停用抽气过多, 会使多余的抽气返回到汽缸中, 增加汽轮机各零部件之间的压力, 危及机组安全。此外, 主给水温度也会迅速下降, 机组温度骤升, 运行效率降低。如果是低压加热器故障, 会使多余的蒸汽加大排往凝汽器中, 造成冷源损失增加, 发电煤耗增加。第二, 加热器支路闭合不严。这种现象会引发蒸汽外泄现象, 意味着火力发电厂的热量被浪费, 如果这种现象存在于系统中较大支路当中必然会引发更多的浪费。

2. 加热器端差变化对汽轮机组经济运行的影响不容忽视。

汽轮机组内抽气的压力是分不同级别的, 不同压力等级的抽气在汽轮机组中产生的作用也是不尽相同, 一般情况下抽气压力升高产生的能级就会越大。在汽轮机组的回热系统, 从高压缸至低压缸各抽汽压力是逐渐降低的。那么想要保证辅机加热器高效、完善并使之优化运行, 最有效的方式是保证端差的数值在合理的范围内。例如, 上端差增大则可能是传热面结垢, 热阻增加, 也可能是抽气侧密封不良, 有空气, 或阀门故障、疏水水位过高等等原因, 所以在发电运行过程中需要对其进行详细的检查, 排除设备中潜在的运行隐患, 要将端差控制在优化运行的数值范围之内。

三、给水泵的优化运行

汽机辅机中的给水泵, 作用是将除氧器中的水升压后输送至锅炉受热面。目前火力发电厂常用的大致分两种:其一是电机拖动;其二是小汽轮机拖动。其中电动给水泵由于运行方式的不同又分为两种:定速电动给水泵和变速电动给水泵。电动定速给水泵的运行是要通过锅炉的给水阀门进行调节, 也就是说运行过程中的速度是恒定不变的, 汽轮机组自身所载荷的大小是不会对定速给水泵造成影响的, 锅炉给水阀门流量都是一样的, 这样看来电动定速给水泵会在汽轮机组低载荷的情况产生损耗。而电动变速给水泵由液力偶合器来调节, 是通过改变水泵的转速来调节流量, 低负荷运行时功耗小, 较定速泵优势非常明显, 所以应尽量采用电动变速给水泵, 增进机组运行效率。

四、凝汽器真空抽气系统的优化运行

火力发电厂使用较广泛的是喷射式真空抽气器。其分类是根据自身使用的介质来划分的:其一是射汽抽气器;其二是射水抽气器。射水抽气器和射汽抽气器这两者之间的最大差别是:射水抽气器的工作原理是利用压力水抽取完成真空状态, 结构简单、性能稳定、成本较低。不足之处是运行成本高、浪费水资源, 同时在使用中需配备一个射水泵, 增加了设备维护成本。这对于一些水资源缺乏的地区来说是较难实现的, 所以只能采取其他的设备。射汽抽气器的工作原理是利用压力蒸汽完成抽取真空, 工作方式两者较为相似。

为有效优化真空抽气系统, 我们应大力推广使用水环式真空泵。水环式真空泵相对于抽汽器来说具有一些明显的优势:第一, 启动过程简单迅速, 缩短了启动时间。第二, 运行过程中的汽水损失较小。但是这种真空泵在使用过程中也存在一些缺点:一是真空泵的一次性投资较大;二是真空泵在工作过程中对处理蒸汽的能力与效果并没有抽气器效果好。三是真空泵运行时, 若真空系统泄漏会造成过载运行, 影响整个机组的安全运行。

从各方面比较来看, 水环式真空泵在使用效果和经济性上都优于真空抽气器。

五、总结

综上所述, 我国经济的发展带来能源的大量消耗, 能源问题已经是社会普遍高度关注的问题, 同时能源问题也是制约我国经济发展的主要因素。我国在能源的开发与利用方面出台了诸多政策, 尤其是在电力发展方面也给出了很多优惠与鼓励策略。目前来看我国电力的发展与我国供电需求不成正比, 并不能满足人们日渐增长的电力需求, 这将严重影响人们的正常工作与生活, 所以本文分析的火电厂如何在现有设备基础上提升效率是非常重要的, 而其中辅机的优化运行更是值得关注的重点课题。

参考文献

[1]凌建波.对火力发电厂汽机辅机优化的探讨[J].河北科技前沿, 2011 (10)

[2]徐艳.浅议火力发电厂汽机辅机的优化对策[J].科技致富向导, 2012 (17)

[3]鲁子晶.火电厂汽轮机辅机常见故障及检修方法研究[J].机电信息, 2012 (07)

[4]工诗文.变频器在火力发电的应用[J].黑龙江科技信息, 2011 (09)

汽机运行 篇4

2014年已经过去，回顾这一年来的工作情况，我们汽机运行乙班是一个具有团队精神、顾大局、识大体的班组，全班员工在车间领导的正确领导下，在全班员工的共同努力下，顺利完成了公司下达的各项经济利润指标和安全生产指标，取得了较好的成绩，严格执行两票三制，对不合格和有疑问的工作票坚决不予执行，制止无票工作，保证了全年两票的合格率达100%。重大操作，开停机数次，均未出现异常情况。一．四班运行期间

1.强化安全管理、严格两票三制、确保安全生产。在安全生产方面，利用班前.班后会.学习班的时间,认真贯彻落实“安全第一、预防为主”的工作方针，全面做好各项安全管理工作.本班多次发现处理不安全隐患，均未出现异常情况。说明了全班人员具有较高的安全意识和操作水平。

2.加强技术培训，提高岗位人员的理论知识和处理异常及事故的能力。圆满完成了公司、车间安排的学习任务并取得了较好的考试成绩，没有迟到旷课的现象发生。3.狠抓节能降耗工作，减少资源浪费。节能降耗工作执行的好坏，直接关系到企业的经济效益，关系到员工的经济利益，因此，我们班根据企业所面临的现状，必须做好节能降耗工作，每个人都要树立节能意识，从自己身边的点点滴滴的小事做起，节约一滴水一度电，严格控制各种滴漏跑冒现象。为公司的经济效益的完成做出应有的贡献。二．三班运行供热期间

1.由于担负全市的供暖任务，启动的机组多。人员分散，技术力量相对薄弱，我们班采用技术问答、现场考问、事故预想、假事故演习等形式进行多种形式的培训工作，以满足安全生产的需要。特别在供热问题上进行重点培训，防止出现安全问题，特别是车间领导在技术培训课上进行讲解，丰富了员工运行操作经验，提高了岗位人员的理论知识和处理异常及事故的能力。

2.合理分配机组负荷，根据供热需求及时调整直供水温度及供汽参数，达到机组运行经济效益最大化。要求加大对设备的巡回检查力度，做到对运行设备健康状况心中有数，做好设备的定期试验及轮换工作。

3.强化班组管理、树立一支具有团队精神的班组。在班组管理方面,一方面坚持人性化管理,坚持到职工中间，了解员工的思想动态，帮助解决员工工作、思想、生活方面的实际困难，为员工创造良好的工作环境及精神环境，使员工能有一个良好的心态，积极投入到工作中去。另一方面，积极宣传倡导团队精神和执行力意识，建立一支具有团队精神、顾大局、识大体、特别能战斗的团队。使员工认识到自己生活在一个团队中间，不能我行我素，树立层层负责的安全意识，树立对上级正确命令坚决服从和认真去执行的工作态度，提高员工执行力。再一方面，建立严格的考核制度，没有规矩不能成方圆，向全班人员传达公司的文件精神,做好员工的思想工作,认清当前公司面临的形势,适应形势的要求,使员工都能在自己的岗位上积极认真地工作,从而保证了安全工作的顺利进行。工作中存在的问题及不足

1.在安全管理上还有不细致的地方，人员管理上还有不到位的地方。

2.在理论技术方面还存在不足。3.在经济指标和节能降耗上分解不到位，运行分析还不够，分析不及时。4.两票三制、及定期切换试验制度还存在执行不到位的现象。5.在创新方面还存在不足。改进措施：

1.加强安全管理，要全方位进行大胆管理。

2.利用业余时间加强自身的理念技术学习，提高理论技术水平。

3.经济指标和技能降耗分解到位，加强技术分析，4.在两票三制、及定期切换试验制度的执行上加大检查和考核力度，确保安全工作的顺利进行。

5.在创新方面，要加强自身的技术学习，加强对现场设备及运行方式的研究，提出有价值的创新及合理化建议。总之,在今后工作中要认真、认真、再认真，细致、细致、再细致，努力把自己的本职工作做的更好。

汽机运行 篇5

疏水系统是热力发电厂中的一个重要系统, 其运行状况的好坏, 会直接影响到全厂热力系统运行的经济性与安全性, 若电厂接入的疏水系统存在问题, 轻者会造成振动、水击事故的发生, 重者会损坏管道与设备, 当前国内已经发生过好多起, 由于汽机本体疏水问题而引发的安全事故。

热经济性与技术经济性是当前各发电厂主要系统配置的主要参照指标。对于疏水逐级自流系统的热经济性而言, 其属于一种低级系统, 改进这种系统的热经济性, 可在系统中加疏水泵来实现。但对于不同疏水方式通常只有0.5%~1.5%的热经济性变化范围。在选择系统的疏水方式时, 可通过比较技术经济指标来确定。虽然疏水逐级自流方式的实际热经济性并不好, 但基于其系统具有简单、可靠、投资小的优点, 并且易于维护, 因此其应用也越来越广泛。

2 汽机概述

某热力发电厂采用了国外进口机组, 这种机组的特点是双缸双排气以及中间自热, 可产生超高压, 其操作为反动式, 并且高中压布置为合缸对称式。

3 汽轮机上下缸温差大问题的出现

电厂运行人员在日常工作中发现盘车电流在0A至145A之间晃动, 于是用听针进行了细听, 发现有摩擦声存在于高中压缸轴封处, 并且重音同步于转子转动。存在连续杂音, 高中压缸有较大温差显示于盘面, 怀疑汽轮机中有疏水流入, 把汽轮机的实际疏水开大后, 温差有逐步增大的倾向, 于是把全部本体疏水都做了关闭处理, 对真空进行了破坏, 把循环水泵与盘车都停止, 开始闷缸, 通过一段时间的闷缸处理, 上下缸温差开始逐步下降。

4 温差大的原因分析

经过分析大量的设计图纸与多次进行现场考察, 人们发现造成机组上下缸温差大, 主要是由于没有合理的布置疏水, 没有按照逐级疏水的原则进行疏水。如图1所示, 由于A侧主汽门具有很高的疏水压力, 而导管的实际疏水压力相对较低, A点实际压力比导管疏水入口处的实际压力高, 这样会导致从导管中流出疏水困难, 引发疏水倒流, 造成疏水由导管疏水管道流流向了汽轮机, 以致出现汽机上下缸温差过大现象, 引发盘车电流晃动急剧, 盘车比较困难。

5 解决措施

把单个疏水扩容器接入到导管疏水与调节级高压缸疏水, 然后再让水流向凝汽器, 不连接A侧主汽门前疏水, 具体如图2所示, 这样可把水倒流现象杜绝, 由于高压缸具有较高的疏水参数, 若水直接流入凝汽器会增大热损失, 对此我们进行了相应调节, 让疏水手动阀在汽机启、停时开启, 高压外缸疏水的高排管道的疏水排水通过高排逆止阀, 一旦启动高排逆止阀。高压外缸疏水向高压缸汇入进行排气, 再热后流入中压缸进行做功, 这样可以使排向凝汽器的热负荷减少, 还可以有效避免由于排入凝汽器疏水的实际温度高, 导致损失能量。值得注意的是主汽门前疏水A, B侧以及高旁阀门前的位置仍保持原来的不发生变化。

6 结束语

总之, 对于热电厂的整个热力系统而言, 其中比较重要组成部分就是疏水系统, 若在疏水系统出现故障后, 不能及时的采取相应措施进行有效处理, 疏水系统可能会影响到整个电厂运行的安全性与经济性, 因此, 为更好的保障发电厂运行的安全性与稳定性, 就需要发电厂的相关工作人员科学、合理的规划疏水系统, 有效控制汽机运行中上、下缸的温度, 让此温差处于正常范围内, 避免误差过大现象的出现, 这样才能促进汽机热经济性的提高, 更好的保障发电厂的健康、稳定、可持续发展。

参考文献

[1]张孟哲.汽机运行中上下缸温差大的问题及应对策略[J].河南科技, 2013 (12) :109.

[2]常兵.汽机启动过程中上下缸温差大的问题及应对策略[J].黑龙江科技信息, 2013 (32) :6.

[3]胡延海, 黑鹏, 尹全胜, 潘洪.发电机组启动过程中高压缸上下缸温差大的原因分析与措施[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011 (09) :324-325.

汽机运行 篇6

真空打闸即通过破坏真空来实现使汽机机组转速下降的目的, 最终实现机组快速停机, 从而避免机组事故的发生。汽机打闸可以通过电磁阀失电打开, 迅速使安全油压达到合适的压力状态, 并促使负荷卸载阀迅速打开, 实现油动机的下腔室油很快泄去, 并在弹性力的作用下促使阀门得以迅速关闭, 从而阻断进汽源头。一种情况是电磁阀失电真空打闸, 如润滑油压力降低、EH油压力降低、汽机轴振动、真空系数降低、汽机轴向位移偏大、膨胀差大等都会使电磁阀失电, 完成真空打闸, 还可通过中控室的远程操作启停按钮, 使电磁阀失电打闸;另一种情况是常规的隔膜阀泄压促使阀门闭合, 完成真空打闸, 即通过处理低压安全油, 完成隔膜阀的失压, 促使泄油管路通道打开。隔膜阀泄压通过就地的手柄打闸, 完成拉动滑阀使油压降低, 或是锤击碰钩链接带动蝶阀卸油, 使得油压降低。

汽机启动试运行中, 在某些机组异常情况下, 需要破坏真空打闸, 实现汽机紧急停止, 而在其他一些机组异常情况下, 应避免破坏真空打闸。本文将通过对真空打闸具体情况的分析, 提出防止汽机机轴弯曲、汽机进水、汽机超速、油系统着火、轴承断油和烧瓦等异常情况的解决方案, 希望本文总结的调试启动汽机反事故措施, 能对判断汽机启动试运行中是否需要破坏真空打闸起到前期知识普及的作用。

1 调试中机组异常的真空打闸处理

1.1 需要破坏真空打闸, 实现汽机紧急停止情形

汽机的启动试运行过程中, 若发生如下10种情况, 需要破坏真空打闸, 实现汽机紧急停止:

(1) 汽机转速迅速上升并达到阈值, 但应急保安装置仍停留在整定的转速值拒绝动作;

(2) 汽机突发异常振动, 但汽机保护联锁装置拒绝动作;

(3) 汽机壳体发生轴金属的摩擦;

(4) 汽机遭遇水流冲击;

(5) 轴封部件发生摩擦起火;

(6) 机组轴瓦温度或回油温度超出限值;

(7) 轴承油压低至阈值, 但保护联锁装置拒动;

(8) 轴移超阈值, 保护拒动;

(9) 推力瓦温度超出阈值;

(10) 汽机系统油着火, 不能控制, 危及机组运行。

1.2 避免破坏真空打闸, 阻止汽机紧急停止情形

汽机的启动试运行过程中, 若发生如下7种情况, 应避免破坏真空打闸, 阻止汽机紧急停止:

(1) 汽机的主蒸汽管道参数出现异常, 超过出厂限值;

(2) 油系统发生严重漏油, 可能导致运行无法维持;

(3) 汽机凝汽器真空下降, 并达到阈值, 但恢复速度缓慢;

(4) 机组膨胀超出限值;

(5) 炉、电跳机的联锁保护发生拒动;

(6) 二次系统故障;

(7) 管道破裂。

2 反事故措施

2.1 防止汽机机轴弯曲解决方案

(1) 汽机启动应满足如下条件, 否则禁止启动:

1) 轴向位移、大轴晃动、低油压、振动保护以及胀差等相关计量表计正确显示, 且为正常投入状态;

2) 汽机汽缸温差、内/外壁温在厂家规定阈值范围;

3) 厂家规定阈值≥主汽温度≥汽缸金属温度阈值+50 ℃, 蒸汽过热度>56 ℃。

(2) 汽机启停操作过程中预防措施包括如下9项:

1) 在汽机启动前, 应确保盘车时间在厂家阈值范围内, 其中第一次冷启动前盘车时间应≥24 h;

2) 在提速或降速中, 避免动、静摩擦, 远程监控振动转速, 避免临界停机, 在轴振大于跳机阈值或机组出现撞击、摩擦时, 应真空打闸停机;

3) 出现振动停机情形时, 需返回盘车状态, 待消除故障后方可重新启动机组;

4) 汽机停机即时启动盘车, 盘车出现异常摆动和噪声, 且电流超出阈值, 应及时排查隐患, 汽封磨损严重时, 应将转子的高点布置在最高位, 再采取关缸疏水措施, 确保上、下缸温差, 要随时监视汽机转子的弯曲度, 在转子弯曲度正常的情况下, 手动盘车180°, 若盘车无法操作, 应避免吊车强行操作;

5) 对于盘车故障造成的停止盘车, 应随时监视转子弯曲程度, 弯曲程度偏大, 需手动盘车180°, 盘车修复后则应及时投入继续盘车;

6) 检查停机记录后方可热态启动机组, 一旦发现比较曲线异常, 则应采取相应措施;

7) 轴封供汽应与汽缸温度匹配, 在盘车状态, 轴封供汽抽真空后进行机组热态启动, 轴封供汽至真空才是停机充分条件;

8) 暖管期间, 除保持盘车持续运行外, 还应监视缸温并打开疏水门, 避免水汽影响造成轴损坏;

9) 启停汽机操作应符合各状态的典型启、停机曲线。

2.2 防止汽机进水解决方案

针对汽机进水, 应采取如下措施:

(1) 在启动机组时应确保汽缸疏水门为开, 且疏水、暖管充分, 温、压都应符合规范要求;

(2) 热工系统监视报警反馈应完备, 出现报警异常则远程操作阀门动作;

(3) 在机组启、停过程中, 应监视疏水阀的联锁完整性;

(4) 严密监视蒸汽温度, 出现降温异常, 则停止降温措施;

(5) 汽机机组有水冲击现象, 则应紧急停机, 并及时核查和关注汽机本体异常情况, 及时准备投入盘车。

2.3 防止汽机超速解决方案

针对避免汽机超速, 应注意以下几点:

(1) 启动机组前, 保安系统试验应合格, 确保主汽门以及调节汽门关合无卡阻, 汽门关闭时延合格;

(2) 汽机超速保护系统正常投入, 严禁不能正常投入超速保护系统情况下启停汽机;

(3) 严禁计量表计失效或显示错误情况下启停汽机;

(4) 严禁油质及清洁度不合格情况下启停汽机;

(5) 汽机调节系统维持额定转速运行, 出现机组甩负荷情况, 旁路系统联锁响应并动作, 调节系统控制机组在允许转速下运行;

(6) 出现负荷陡降或空载运行造成的不正常异响, 出现转速急剧上升且振动急剧增大, 即可判定汽机超速, 若转速超出阈值并未跳闸, 应及时真空打闸停机, 关闭各主汽门、调节门;

(7) 在联机试运行期间, 应对阀门进行活动试验, 避免出现阀门卡阻现象。

2.4 防止油系统着火解决方案

防止汽机油系统着火可采取如下6种措施:

(1) 消防设备应齐全并定期检查, 火灾报警系统应经过当地部门审核并处于备机状态, 准备随时强行切入;

(2) 一旦发生灾情, 应按照《电厂安全操作规程》进行专业灭火, 并定期进行应急火灾演练;

(3) 遇汽机本体威胁, 应由急停实现火灾保护;

(4) 严格管控厂区明火源头, 对热力管道等热体进行保温紧固;

(5) 加固油系统密封, 一旦泄漏应及时处理, 遇漏油渗漏保温层, 应及时更换;

(6) 试运行调试时禁止明火作业。

2.5 防止轴承断油、烧瓦解决方案

避免汽机轴承断油以及烧瓦现象发生, 应采取如下相应措施:

(1) 在机组启动之前, 需对油质进行合格检查, 并确保油泵联锁处于试验正常位置且油系统、油泵可靠运行;

(2) 厂区柴油机组备用可靠性高, 联调逻辑正确;

(3) 进、出油门悬挂操作警告牌, 在油系统作业前, 需得到汽机值长许可, 并在专业人员监护下按操作票操作, 同时严密监视油压变化;

(4) 检修或作业时, 油泵的主备用应自动切换工作;

(5) 进行油位检查, 并及时给油箱补油;

(6) 应对油温进行远程控制, 避免轴承油膜破坏, 并控制稳定于45 ℃;

(7) 远程监控机组轴瓦、推力瓦温度以及回油温度, 异常情况报警输出并按规程进行相关操作处理;

(8) 油压、瓦温、油温超出阈值, 应迅速真空打闸停机;

(9) 确保轴系振动正常, 机组运行;

(10) 定期检查直流电源系统正常工作, 确保负荷容量、断路器级联配置合理, 杜绝直流油泵无电源状态;

(11) 在油压低的情况下, 应正确联动事故油泵或交流油泵, 严禁联动瞬间断油。

3 结语

本文通过对真空打闸概念的分析, 总结了在某些机组异常情况下, 需要破坏真空打闸, 实现汽机紧急停止, 而在其他一些机组异常情况下, 应避免破坏真空打闸。然后结合对打闸停机的分析, 进一步提出了防止汽机机轴弯曲、汽机进水、汽机超速、油系统着火、轴承断油和烧瓦等异常情况的反事故措施。正确处理汽机启动试运行中的真空打闸是保证调试人员的人身安全以及汽机设备安全的前提, 本文系统地总结了调试启动汽机的反事故注意事项, 希望能对普及汽机启动试运行过程中是否需要破坏真空打闸的相关知识, 避免恶性工程事故的发生有所帮助。

摘要：正确处理汽机启动试运行中的真空打闸是保证调试人员的人身安全及汽机设备安全的前提, 能避免恶性工程事故发生。汽机启动试运行中, 在某些机组异常情况下, 需要破坏真空打闸, 实现汽机紧急停止, 而在其他一些机组异常情况下, 应避免破坏真空打闸。通过对真空打闸具体情况的分析, 提出了防止汽机机轴弯曲、汽机进水、汽机超速、油系统着火、轴承断油和烧瓦等异常情况的解决方案, 希望能对判断汽机启动试运行中是否需要破坏真空打闸起到前期知识普及的作用。

关键词：真空打闸,汽机,机轴弯曲,烧瓦,反事故措施

参考文献

[1]汪玉林.汽轮机设备运行及事故处理[M].北京:化学工业出版社, 2009.

[2]李竹.陡河发电厂汽泵打闸电磁阀组块改造[J].科技创新导报, 2012 (24) :91-92.

[3]赵为民, 耿杰, 常永超.汽轮机远方打闸主汽门关闭缓慢原因及处理[J].设备管理与维修, 2013 (2) :16-18.

汽机运行 篇7

发电厂每一个系统的配置主要是依据技术经济性与热经济性这两个指标来进行的。

疏水按照层次的自流系统而划分的热经济性在一定程度上来说是现行的所有系统中相对比较低的一个种类, 可有通过方便的加水泵的方法改进疏水系统的热经济性, 但是, 不同的疏水方法在热经济性方面的变化仅仅只在0.5%到1.5%之间, 因此选择合理的疏水方法主要应该由技术经济的比较来进行决定的。疏水按照层次的自流方法的热经济性是最差的, 但是因为这一系统较为简单可靠, 所需投资与进行维护的工作量都非常小, 且不需要任何附加的运行费用, 所以被人们所广泛的采用。

一机组的简介

某热电厂责任有限公司的5号组装机的总容量是135MW, 采用是的有日本三菱工厂技术进行设计的151型的机组, 汽轮机采用的是上海汽轮厂所生产的C135-13.2/0.245/535/535型汽轮, 具有超高压、双缸双排气以及中间再热的特点, 是反动的操作。抽气凝气类型的汽轮机, 它的特点是高中压合缸进行对称的布置, 是用三个支点进行支撑, 通流的部分则为反向的布置。此热电厂从2003年4月份开始进行机组的总启动后, 到5月份就顺利的实现了72加245小时在满负荷的状态下的试运行, 并于其后顺利交付使用生产。

二上下缸出现温差大的问题及其处理措施

在二零零三年四月二十日的八点零五分, 某热点厂责任有限公司的运行工作人员突然发现盘车的电流出现晃动的情况 (晃动值的范围0～145A之间) , 使用听针可以清晰的听到高中压缸中的轴封部位出现细微的摩擦声, 重音同转子在转动上是同步的;在其他的部位也会出现连续的杂音现象。在盘车的盘面中现实出高中压缸所存在的温差是非常大的, 因此怀疑在汽轮机中进入了一定的疏水;调大汽轮机的疏水, 这个时候发现温差会随着调动而有不断加大的趋势, 此时迅速关闭全部的本体疏水, 对真空造成破坏, 停止循环水泵的工作, 停止盘车的工作 (停止盘车是保持电流在0～75A这一范围内晃动) , 下一步进行闷缸操作。汽机的上下缸之间的温差最高能够达到90摄氏度左右。在进行闷缸操作后, 上下缸的温度会呈现出一个下降的趋势, 从早上五点半到六点半在上下缸的温差降低到66摄氏度, 60摄氏度, 58摄氏度时各进行一次人工盘车, 盘车变的轻松, 上下缸之间的温差也会呈现出一种逐渐减小的趋势, 在十点零三分正式启动盘车, 这个时候转子的偏心值是54.9 (初始值为50) , 电流为28.5A, 一切数据显示是正常的。

三汽机运行中上下缸温差大的原因分析

通过对汽机设计图纸的深入分析以及对现场的实地考察发现:对于疏水的不合理布置, 加上违背了按照层次进行疏水的原则是导致5号机发生上下缸温差过大情况的最为主要的原因, 如图1所示。

A侧的主气门前疏水的整体压力高, 从而造成导管疏水的压力是相对较低的, A点的压力要比导管疏水这一入口处的压力要高, 所以导致疏水不但不能从导管当中流出, 反而可能出现倒流的情况, 造成疏水从导管的疏水管道之中进入到汽轮机当中, 由此形成气缸的上下缸之间的温差非常的情况, 从而造成盘车的电流出现急剧的晃动, 使盘车较为困难。

四汽机运行中上下缸温差大的解决措施

把导管疏水与调节级的高压缸疏水进行结合, 接入到单个的疏水扩容器当中, 随后进入到凝汽器当中, 不和A侧的主汽门前疏水进行相互的连接, 避免出现水倒流的情况。高压缸中的疏水参数是相对比较高的, 直接的进入凝汽器, 会造成热损失的增加, 在经过调节之后, 可以在启动与停机的时候把疏水的手动阀门与高压外缸中的水高排管道启动起来, 经过高排逆止阀门把前疏水排除走, 如果启动起来, 高压外缸的疏水就可以顺利的进入到高压缸中排气, 经过再热进入到中压缸中进行做功。这样不但能够减小排向凝汽器中的热负荷压力, 还能减小因为排入凝汽器中的疏水温度高于高而造成的能量的损失。

主气门前的疏水A与B两侧与高旁阀门前依然保持着原来的位置不发生改变。

五总结

在整个的热力发电厂体系当中, 疏水系统可以说是发电厂整体性热力系统当中十分重要且不能缺失的重要的组成部分, 并且对发电厂的经济运行安全有着非常重要的影响。如果疏水系统的接入方式不恰当, 轻则能够引发震动、水击等责任事故, 严重的甚至能够造成设备或者是管道的损坏, 在国内已经发生了很多起因为汽轮机在疏水过程中的不顺畅而导致的责任事故, 甚至还出现过严重的大轴弯曲的责任事故。在对疏水系统进行改造之后, 盘车的电流稳定性会加强, 这种情况下汽机运行中的上下缸的问温差就会出现明显缩小的趋势, 在投入较小的运行费用的前提之下, 汽机的热经济性也会得到明显的提高, 截止目前为止, 汽轮机很少再出现类似的问题。

摘要：某发电厂的5号组机一直存在在汽机运行中上下缸温差大的问题, 且呈现出一种不断扩大的趋势, 对机组的运行安全产生的较大的影响。文章首先对机组进行了简单的介绍, 随后结合实例分析了汽机运行中上下缸温差大的原因分析, 并依据原因分析提出了相应的解决措施。只有切实解决汽机在运行中上下缸温差大的问题, 才能保证发电厂机组运行的安全。

汽机运行 篇8

1.1 滤油机安装问题

滤油机的主要作用之一就是对主油箱中的油进行过滤,安装好的滤油机要能实现这一功能,对于这一功能的实现,具体要借助滤油机中的脱水回路,100L/min左右的出油量为大多数滤油机的主要出油量。在滤油机滤油作业实施过程中,开启交流润滑油泵是必须的,这个交流润滑油泵通常都安装在机组中,应使油泵的工作连续起来,对汽机组进行全面调试,可取一部分冷油器出口处的油样进行化验,看其具体油质颗粒情况。若完成化验后,发现几乎没有水分夹杂在油中,但有很多颗粒存在于油液中,可通过对原有的滤油机的实际运行方式进行改变,采用循环过滤的方式来处理。随着我国发电事业的如火如荼发展,要想大幅缩短机组的启动时间,我们必须有效缩短过滤油中颗粒度的时间。

1.2 汽轮机组油系统故障

我们在检修电厂汽轮机组时经常会发现一个问题,汽轮机运行一段时间后,汽轮机的轴瓦、轴颈部位通常是磨损最严重的地方,特别是轴颈其表面通常会特别粗糙,有时磨损严重时,停机现象也会经常出现在系统中,一旦出现这种情况对电厂正常生产的顺利进行会造成直接的影响,会严重威胁到汽轮机组运行的安全的。当前,对汽轮机轴瓦和轴颈磨损的处理方式,我们一般是采用的先堆焊,后打磨抛光,最终把轴瓦、轴颈修复完好。但当前很多电厂的修理部门,这些修复条件不具备,修复技术也不成熟,在这种情况下,电厂就必须与生产汽轮的厂家搞好关系,来进行修复。通常汽轮机油系统中的杂质是造成汽轮机轴瓦、轴颈磨损大的主要原因。若汽轮机油品中含有较多杂质,油的品质不好,这样会严重影响到机组的润滑,甚至会堵塞调节阀,以至于严重影响到机组的运行。

2 应对措施

2.1 汽机辅机的优化运行

设计并应用好汽轮机组,可对电厂汽轮机的运行进行进一步优化,促进汽机运行效率实现大幅提高,让汽机的运行更经济。在汽轮机运行时,若汽轮机的运行状态是正常的,其各项数据指标都应该保持在额定范围内,如果汽轮机在实际的运行中,运行指标发生变化,高于或低于额定的参数,运行状态出现动荡,会直接威胁到汽轮机制的安全运行,所以,汽轮机运行时,应重视观察与监督汽轮机各项指标,以便及时的发现问题,并且处理问题,防止重大事故的出现。

2.2 清洁油系统管道

电厂汽机在运行的时候,其内部必然会存在很多摩擦,要想减小摩擦,我们就必须做好润滑工作,为此,我们一方面要做好储油系统的清洁工作,另一方面也要重视清洁输油管道。清洁好输油管道,可有效避免杂质渗入汽轮机的阀体、轴承。每次完成汽轮机的检修工作后,可利用整体油循环法,对机组的油系统进行清洁,在给汽轮机油系统加装滤网时,应小心谨慎,不要弄脏汽轮机的储油系统与输油系统,并应定期清洁或更换滤网,确保滤网上不存在杂质、垃圾,这样才能更好的确保汽轮机组的正常运行。

2.3 优化调节电动给水泵

按照实际运行方面的不同,我们可以把汽机运行的电动给水泵分为定速给水泵和变速给水泵,汽轮机定速泵工作时,要想调节水速,可借助对锅炉给水门的开度进行调节,实现调节水速。汽轮机运行状态是低负荷时,由于阀门的节流,会消耗大量的能量。当变速泵运行时,要想让汽机机给水泵实现稳定运行,可通过对平移泵的实际扬程进行改变或改变转速等实现,这样不但不会影响到管道阻力,而且对给水调节阀的使用造成影响,最终达到节能目的,这种运行方式,特别使用于低负荷运行状态。

2.4 保障汽轮机的经济性

1)对汽轮机的运行参数进行优化。为更好的提高汽轮机的实际运行效率,当汽轮机在运行时,在汽轮机锅炉、零部件强度充分达标的情况下,可把汽轮机的实际运行压力和运行温度适当提高。2)把电厂汽轮机的背压降低,让冷源状况慢慢变小,汽轮机的运行会更加高效、更加经济。但在实际运行的时候,应该充分考虑循环水的调度经济性,对真空程度进行科学、合理选择。3)对热力循环状况逐步进行改善,把回热级数适当的提高,重视热系统的改善,让汽轮机运行实现供热式,利用废热加热凝结水,并可在系统中投入低压省煤设备。4)重视优化调整级间实际轴向间隙,可把汽封片添加于轴径向,对于已经运行的机组,应科学、合理的调整喷嘴至叶片间的具体轴向间隙,并把汽封片加入其中,这样可提高汽机的运行效率。5)对汽轮机的构造进行调整,优化汽轮机的运行方式,这样不但能降低汽轮机能耗,而且能使汽轮机的运行更高效。同时也应该重视改善汽轮机调速系统,在确保运行安全的这个大前提下,使其经济效益尽量提高,对改进传统的调节方式,让汽轮机的热效率变的更高。

3 结语

总之,随着计算机技术飞速发展以及网络技术的不断创新,电厂热力系统的测量与采集数据变得更加方便。数据采集的便捷促进了火电厂汽机运行的优化,通过数字化理论的应用,对各项参数进行优化调整,可使电厂的汽机运行实现最优。在节约能源的前提下,提升电厂运行的经济效益与社会效益,使电厂实现最终的健康稳定、可持续发展。

参考文献

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[2]高权.火电机组设计、基建和调试过程中热控专业出现的问题及对策[J].自动化与仪器仪表,2012,(4).

[3]李翔,倪龙,江辉民,张旭,马最良.家用热泵热水器运行中常见问题分析及解决措施[A].中国制冷学会2009年学术年会论文集[C].2009,11(2).

汽机运行 篇9

一、TSI系统故障原因分析与处理

通过对近2台机组汽轮机安全监视系统运行情况统计, 将引起测量显示异常甚至导致保护系统误动的主要原因、处理措施以及可能存在的主要隐患归纳如下。

1. TSI信号测量部件故障。

这类故障所占比例不多, 通常表现为信号逐渐增大或突然上跳, 维护数秒时间后很快下降至某一值后在一定范围内波动 (也有的一段时间后恢复正常显示) 。

2. 单点信号保护逻辑易误动。

为保证TSI信号触发保护系统的及时性, 火电机组TSI系统输出的触发保护信号, 原设计多采用单点测量信号且不加延时。但由于TSI系统在电厂运行的环境是一个强电磁场环境, 来自系统内部的异常 (测量部件、装置等) 和外部环境因素产生的干扰 (电导耦合、电磁辐射等) , 都可能引发单点信号保护回路的误动。事实上统计数据表明, TSI系统的异动, 因被监控参数真实变化导致的少之又少, 因TSI装置本身故障造成的也不多见, 绝大多数是外部因素诱导下的误发信号引起, 且其脉冲维持时间很少超过4 s。

3. 接地不规范, 干扰信号串入。

不同的地网间会产生电势差, 在屏蔽层产生环流, 叠加在信号上会引起模拟量波动或突变。因此通过可靠的接地和正确的电缆防护措施来抑制干扰, 是提高TSI系统运行可靠性的有效办法之一。

4. 延伸电缆至前置器的接头松动、污染。

延伸电缆接头和前置器及机柜的接线, 因安装检修时紧固程度不够, 或随着运行时间的推移及气候、氧化等因素的影响, 原先紧固的接头和接线会出现松动而造成接触不良, 使信号波动。如某电厂3#机组的轴承振动, 其测量值瞬间跳变后又自行恢复, 且反复出现。经仔细检查, 发现异常原因为探头延伸电缆与前置器的接头松动引起, 将其拧紧后信号恢复正常。另一机组检修结束恢复安装, 在盘车装置未启动, 汽轮机转子静止的情况下, TSI超速信号跳变, 测量直流间隙电压在DC12 V到DC15 V之间波动 (安装间隙电压应为DC12 V) , 经查原因是测速探头1米线末端的接头存在接触不良引起, 处理后恢复正常。

5. 周围环境影响, 导致信号异常。

TSI系统一次元件主要是电涡流探头, 探头中有一线圈, 前置器中高频振荡电流通过延伸电缆流入该线圈, 产生一个轴向磁场。当有外部磁场影响该线圈产生的磁场时, 电涡流的大小就不能正确地反映探头与被测物间的间距, 引起测量显示异常。

6. 电源系统故障。

目前, TSI系统的供电基本上采用双电源供电。虽然到目前为止, 还没出现过因电源失去, 使整个系统瘫痪的情况, 但对于TSI系统的可靠运行来说, 电源供电对系统运行始终也是个安全隐患。

二、提高TSI装置运行可靠性的若干技术要求

为了减少机组的误动作, 根据上述的分析归纳, 应从优化TSI系统电源及保护逻辑, 减少单点信号保护引起机组误动的概率着手, 通过全面核查TSI系统连接线路的规范性, 完善系统的安装检修和运行维护管理方法, 来提高系统的运行可靠性。笔者提出以下技术措施以供参考。

1. 提高TSI电源的可靠性。

TSI系统应配置两路可靠的AC220 V电源冗余供电 (切换时间应不大于5 ms, 保证TSI装置不会初始化) ;应配置至少两块电源模块实现装置电源间的无隙切换。原设计二路电源切换时间达不到要求的, 应进行改造或优化。

2. 保护逻辑及定值优化。

(1) 保护动作输出的跳机信号增加1 s延时。

(2) 采用轴承的相对振动作为振动保护的信号源。并将逻辑优化为本轴承的X向相对振动达到跳机值且相邻任一轴承达到报警值时, 本轴承振动保护信号动作。

(3) 机组的给水泵汽轮机, 若振动保护设计以前为单点信号保护, 改为二取二逻辑输出。

3. 安装与线路连接。连接线路问题是影响TSI系统运行可靠性的另一个重要原因。安装、检修、运行和维护中, 注意满足以下要求。

(1) 新安装或检修更换传感器时, 确保传感器尾线与延伸电缆接头处绝缘 (当接头在汽机机壳内部时要用热缩管绝缘) , 延伸电缆的固定与走向不应存在损伤电缆的隐患。

(2) 轴向位移、差胀传感器的检修、调试应在机务的配合下进行, 并在传动记录中签字。

(3) 前置放大器应安装在金属箱中, 箱体须妥善接地。对VM600系统可通过断开COM与地的短接线来实现。TSI供电的电源地仍然保留以保证安全, 但此时电源地只作安全地, 不再兼做仪表地。

4. 运行维护管理。

(1) TSI探头第一次安装前和校验周期到期后的检修安装前, 应提交有资质的检定机构出具的正式校验合格报告。

(2) 振动探头处应贴有警示牌, 严禁磁性物体接近探头, 在离探头5 m处严禁使用步话机通话。

(3) TSI系统的涡流探头、延长电缆和前置器, 须成套校验并随机组大修进行, 但瓦振探头的校验周期不宜超过2年。运行时, 定期检查振动等信号的历史曲线, 若有信号波动现象, 应引起高度重视, 及时检查传感器的各相应接头是否有松动或接触不良, 电缆绝缘层是否有破损或接地, 屏蔽层接地是否符合要求等。

(4) 连锁实验时, 对TSI系统的每个保护进行一一确认 (对既有硬逻辑又有软逻辑的保护系统, 连锁实验单上要特别注明, 并分别进行实验) 。

(5) 汽机启动或运行中, 一旦出现TSI信号异变, 应立即通知热工人员检查原因并保存异常现象曲线, 注明相关参数后归档。

(6) 如果存在卡件故障, 在重新下载组态前, 应确认系统可以自动更新组态, 否则应人工确认组态参数的版本正确。

三、结论